122445 (716842), страница 5

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

Выбор вида УВН осуществляется на основании технико-экономического расчёта (ТЭР). Критерием оптимальности решения являются меньшие расчётные затраты, определяемые по выражению

З_i=Ен·К_i+И_i+У_i, (5.1.1)
где Ен=0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, р/год;

К — капитальные вложения, руб.;

И — годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы), руб./год;

У — ущерб, руб./год.

Первый вариант.

Капиталовложения:

разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 К_раз=4600 руб. согласно [8];

стоимость монтажа и материалов 1 км контрольного кабеля в траншее с алюминиевыми жила­ми сечением 10x2,5 мм² K_кк=11300 руб.

Суммарные капиталовложения: К₁= К_раз+К_кк= 4600+4,8·11300=58840руб.

Амортизационные отчисления согласно [8]:

;

где а — норма амортизационных отчислений, %.

Для силового электротехнического оборудования и распределительных устройств до 150 кВ согласно [8] а=9,4%.

Ущерб определяем в следующей последовательности.

1. Учтём параметр потока отказов ввода для данного варианта:

λ_а=λ_ВС+λ_ЛЭП+λ_РАЗ+λ_КК+λ_ТР;

λ_а=λ_ВС+λ_ЛЭП+λ_РАЗ+λ_КК+λ_ТР0,6+0,033+0,008+0,01=0,345 1/год

где λвс=0,06 — параметр потока отказов выключателя системы в соответствии с [3], 1/год;

λлэп=0,033 — параметр потока отказов воздушной линии напряжением 110 кВ длиной 4,8 км с учётом данных из [3], 1/год;

λраз=0,008 — параметр потока отказов разъединителя в соответствии с [3], 1/год;

λкк=0,234 — параметр потока отказов контрольного кабеля в траншее длиной 4,8 км в со­ответствии с [3], 1/год;

λтр=0,01 — параметр потока отказов трансформатора ГПП напряжением 110 кВ в соот­ветствии с [3], 1/год.

1. Среднее время восстановления после отказа одной линии:

, (5.1.4)

где λ_i — параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения, 1/год;

Т_вi; — среднее время восстановления элемента после отказа, лет.

Согласно данным [3] Т_в._вс=2,3·10 ^-3 лет, T_B,ЛЭП=0,027·10^-3 лет, Т_В,РАЗ=1,7·10^-3 лет, Т_в._кк=30·10^-3 лет, Т_ВТР=45·10'³лет, тогда:

лет.

1. Коэффициент планового простоя одной линии:

К_П=1,2·К_Пi.max, (5.1.5)
где К_Пi.max — максимальный коэффициент планового простоя, о.е.,
К_п=1,2·7,7·10^-3=9,24·10-³ о.е.

4. Коэффициент аварийного простоя одной линии:

К_а=λ_а·Т_в (5.1.6)
Ка=0,345·22,094·10-³=7,622·10^-3 о.е.

5. Коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения:

К_2а,1п=0,5·λ_2а·(К_1п)², при К_1п≤Т_2в; (5.1.7)

К_2а,1п=К_2а·(К_1п-0,5·Т_1в), при К_1п≥Т_2в; (5.1.8)

К_2а,1п=0,5·0,345·(9,24·10^-3)² =1,473·10^-5 о.е.

6. Коэффициент аварийного простоя двух линий:

К_а⁽²⁾ = К_а² + 2·К_{а, п,} (5.1.9)
К_а⁽²⁾ =(7,622·10^-3 )² +2·1,473·10 ^-5=8,756·10 ^-5 о.е.

7. Среднегодовое время перерыва электроснабжения:

Т_а=К_а⁽²⁾ · 8760 (5.1.10)
Т_а=8,756·10 ^–5·8760=0,767 ч/год.

8. Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=У'·Δw', (5.1.11)

где У'=7 — удельная составляющая ущерба от аварийного недоотпуска электроэнергии в соответствии с [3], руб./кВт-ч; Δw',— среднегодовая аварийно недоопущенная электроэнергия, кВт-ч/год;

(5.1.12)

кВт·ч/год

У=7·5955=41685 руб./год.

Общие затраты:

3₁=0,12·58840+5530+41685=54275,8 руб./год.

Второй вариант.

Капиталовложения:

выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1 К_в=90000 руб. согласно [8];

разъединитель РНДЗ. 2-1 10/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8].

Суммарные капиталовложения: К₂=К_в+2·К_р=90000+2·4600=99200 руб.

Амортизационные затраты: И₂= руб.

Дальнейший расчёт аналогичен предыдущему и проведён с использованием формул (5.1.1)-(5.1.12).

λ_a=λ_вс+λ_лэп+2·λ_раз+λ_в+λ_тр=0,06+0,03+2·0,008+0,06+0,01=0,179 1/год;

Т_в= лет;

K_n=l,2·7,7·10 ^-3=9,24·10 ^-3 o.e.;

К_а=0,179·4,15·10^-3 =7,43·10^-4 о.е.;

так как K_{1 n} > Т_2В, то

К_2а,1п= K _2а·(K_1n - 0,5·Т_1в)=7,43·10 ^–4·(9,24·10 ^-3 - 0,5·4,15·10 ^-3)=5,323·10 ^-6 о.е.;

К_а⁽²⁾=(7,43·10^-4)²+2·5,323·10^-6=1,12·10^-5 о,е.

Т_а=1,12-10^-5 ·8760=0,098 ч/год;

кВт·ч/год;

У=7·761=5326 руб./год. Общие затраты:

3₂=0,12-99200+9324,8+5326=26554,8 руб./год. Результаты ТЭР сведены в таблицу 6.

Таблшв 6. Результаты технико-экономического расчёта в системе шггания

Выбираем УВН второго варианта (выключатель). Сравниваемые варианты представлены на рисунке 6.

Блок «линия-трансформатор» Выключатель

Рисунок 6. Варианты УВН

5.2. Выбор трансформаторов ППЭ

Выбор трансформаторов ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209-85. Поскольку на проектируемом предприятии есть потребители I и П категории, то на ГПП устанавливаем два трансформатора. Мощность трансформаторов должна обеспечить потребную мощность пред­приятия в режиме работы после отключения повреждённого трансформатора, при чём нагрузка трансформаторов не должна снижать естественного их срока службы.

Так как среднеквадратичная мощность Р_ср._кв=11053 кВт (согласно пункту 2.2.), то намечаем к установке трансформаторы типа ТДН-10000/110.

На эксплуатационную перегрузку трансформатор проверять не будем, так как S_ср.кв<2·S_тр. Проверим их на послеаварийную перегрузку:

коэффициент максимума: К_max=

средневзвешенный cos φ: cosφ_ср.вз= -

коэффициент послеаварийной перегрузки: (5.2.1)

где P_.j — мощность, превышающая мощность Р_тр,кВт;

Δtj — время перегрузки, ч.

=1,36

Рисунок 7. Выбор трансформаторов ППЭ

Так как К'₂=1,36>0,9·К_тах=0,9·1,48=1,33, то тогда коэффициент перегрузки К₂=К'₂=1,36. Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 15 часов и среднегодовой температуры региона +8,4°С из [8] К_2доп=1,4.

К_2доп=1,4 > К₂=1,36, следовательно, трансформаторы ТДН-2\10000 удовлетворяют условиям выбора.

5.3. Выбор ВЛЭП

Так как в исходных данных не оговорены особые условия системы питания, то согласно [6] питание завода осуществляется по двухцепной воздушной НЭП. При этом выбираются мар­ка проводов и площадь их сечения.

В данном случае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что допустимо по условиям окружающей среды.

Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше согласно [2], производится по нагреву расчётным током. Затем выбранные провода проверяются по экономической плотно­сти тока и по условиям короны. Принимается большее из полученных значений. При этом про­водники любых назначений согласно [2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как в нормальных, так и в послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями (например, когда одна из линий от­ключена).

Кроме указанных условий выбора существуют так называемые «условия проверки», та­кие, как термическая и электродинамическая стойкость к коротким замыканиям, потери о от­клонения напряжения на границе балансовой принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность.

В тех случаях, если сечение проводника, выбранное по первым трём условиям, оказа­лось меньше, чем по другим, то принимается большее сечение, полученное по условиям про­верки.

Для воздушных ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлёстывания проводов делается проверка на динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на термическую стойкость к токам КЗ [2]. Расчётный ток послеаварийного режима:

А (5.3.1)

Принимаем провод сечением F=10 мм² с допустимым током I_доп=84 А.

Экономическое сечение провода:

(5.3.2)

где Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А;

j_Э — экономическая плотность тока, А/мм².

Экономическая плотность тока j_Э для неизолированных алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Т_max=4790 ч) согласно [2] равна 1,1.

Принимаем провод сечением 70 мм² с допустимым током I_ДОП=265А

Согласно [2] проверка проводов по образованию короны определяется в зависимости от среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте (над уровнем моря) дан­ной местности, по которой будет проложена ЛЭП, а также приведённого радиуса (диаметра) и коэффициента негладкости проводника. В данном проекте будем пользоваться для этой цели упрощённой эмпирической формулой определения критического напряжения, при котором возникает общая корона при хорошей погоде:

(5.3.3)

где d — расчётный диаметр витого провода, см;

D_ср — среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см. Если U_кр > U_H, то сечение провода выбрано верно, в противном случае необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.

Для принятого ранее сечения 70 мм² согласно [7] d=11,4 мм=1,14 см; Dcp=5 м=500 см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим:

U_кр= 127 кВ > U_H=110 кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки АС сечени­ем F_p=70 мм².

«23

Проверку выбранных проводов ЛЭП на термическую стойкость не производим, так как в задании нет данных об устройствах быстродействующих АПВ линий.

Необходимость проверки на электродинамическую стойкость определяется после расчё­та токов короткого замыкания.

Характеристики

Список файлов реферата